수시연구 보고서

17-06

안 재 균

신재생에너지 보급 확산을 대비한 전력계통 유연성 강화방안 연구

참여연구진

연구책임자 : 부연구위원 안재균

연구참여자 : 연구위원 신상윤

건국대학교 교수 이두희

요약 i

1. 연구의 필요성 및 목적

2017년 출범한 신정부는 에너지 정책 목표로 2030년 신재생에너

지 발전량 비중 목표를 20%로 제시하였다. 2030년 정부의 보급 목

표를 살펴보면 변동적 신재생에너지인 태양광과 풍력발전의 발전

량 합계는 총 발전량에서 약 13%를 차지할 것으로 전망된다.

본 연구의 목적은 2030년 국가 전원믹스 계획에 따른 전력계통

유연성을 평가하고 선진국의 사례 분석을 통해 비용 효과적으로 계

통 유연성을 강화하는 제도를 제안하는데 있다. 구체적인 세부 목

표는 다음과 같다. 첫째, 전력계통 유연성 평가 모형을 구축한다.

2030년 전력수급 예상 안을 모형에 적용하여 변동적 신재생에너지

의 보급 목표 달성 시 전력계통 유연성에 미치는 영향을 살펴본다.

둘째, 선진국의 전력계통 운영 및 제도 개선 사례를 살펴본다. 마지

막으로 국내 전력계통 유연성을 강화시킬 수 있는 제도를 제안한

다.

2. 연구내용 및 분석결과

가. 주요 선진국 전력계통 유연성 제고 사례

전력계통 유연성(Power system flexibility)은 비용 효과적으로 전

ii

력수급 균형(Power balance)을 유지시키기 위해 발전과 부하를 조

절할 수 있는 능력으로 정의한다(IEA, 2014).

변동적 신재생에너지 보급 증가는 이러한 전력계통 유연성 요구

량을 보다 증대시키는 요인으로 작용할 것이다.

전력계통 유연성은 전력시장제도 개선, 전력계통 운영 선진화,

가스터빈, 양수발전, ESS, 수요자원과 같이 유연성 제공 자원 확보

로 증대시킬 수 있다. 아래의 은 주요 선진국에서 전력계통

유연성 강화사례를 요약하였다.

구 분 내 용

전력시장

제도 개선

.미국: 실시간 시장 정산주기 단축

.유럽: 당일 시장 개설

.공통: 변동적 신재생에너지 밸런싱 의무부여, 감발 제도

전력계통

운영 선진화

.공통: 풍력발전 예측 시스템 운영

.스페인: 신재생에너지 관제센터

유연성 제공

자원 확보

.미국 CAISO: Ramping product market 도입, ESS 의무화

.공통: 수요자원 보조서비스로 활용

.미국 PJM, CAISO: ESS 전력시장 진입장벽 완화

주요 선진국 전력계통 유연성 제고 사례

주요 선진국에서 전력시장 제도개선을 통해서 유연성을 제고하는

방법은 실시간 시장의 정산 주기 단축, 당일 시장 도입, 변동적 신재

요약 iii

생에너지에게 수급균형 의무 부여를 들 수 있다. 이러한 제도적 개선

은 전력계통 유연성 제공 자원의 추가적인 투자 없이 잠재적으로 보

유하고 있는 유연성을 이끌어 낼 수 있는 가장 경제적인 수단이다.

풍력발전의 비중이 높고 주변 전력시장과 계통연계가 제한적인

전력시장에서 계통운영 선진화 사례는 스페인과 미국의 텍사스를

들 수 있다. 스페인과 텍사스의 2015년 풍력 발전량의 비중은 각각

17.6%, 11.7%를 기록하였다.

스페인과 텍사스는 공통적으로 풍력발전 예측 시스템을 운영하

여 급전계획에 활용하고 있다. 스페인은 계통 안전도 저하를 방지

하고 신재생에너지의 이용을 극대화하기 위해 중앙 및 신재생에너

지 운영센터를 통해 신재생에너지를 감시 및 제어한다. 텍사스는

갑작스러운 풍력발전의 변동에 대비하기 위해 대규모 출력변동 경

보 시스템을 운영하고 있다.

유연성 제공 자원을 의무적으로 확보하고 있는 전력시장은 캘리

포니아를 들 수 있다. 캘리포니아의 2016년 태양광 발전량 비중은

약 8.7%를 기록하였다. 태양광 발전의 증가로 인해 정오 때 순수요

(전력수요-태양광 발전)가 감소하였다가 오후에 급격히 증가하는

패턴이 발생한다. 캘리포니아 계통운영자(CAISO)는 2016년 유연

응동 상품(Flexible ramping product)을 도입하여 발전사에게 기동

정지에 관한 의무 입찰을 실시하고 급전계획에 반영하며, 그에 따

른 기회비용을 발전사업자에게 보상한다. 또한 캘리포니아 공공 위

원회(CPUC)는 발전사업자, 전기공급업자 등에게 ESS의 사용을 의

무화 하였다.

iv

주요 선진국의 전력시장에서는 비발전기 자원인 수요자원

(Demand Response, DR)과 ESS를 주파수조정과 같은 보조서비스

에 활용하여 유연성을 증대시키고 있다. 수요자원은 신속히 부하를

조절하여 주파수조정예비력에 활용이 가능하며 ESS는 우수한 속응

력을 지니고 있어 주파수 조정용에 적합한 자원이다. 미국 및 유럽

국가의 전력시장에서는 수요자원을 보다 적극적으로 활용하기 위

해 전력시장 참여 조건인 최소 용량 및 응답시간을 완화하고 있다.

미국 PJM은 속응성과 용량을 고려하여 차등적인 정산체계를 정립

하였고 CAISO는 ESS의 전력시장 진입을 촉진하기 위해 최소용량

과 지속시간 조건을 완화하였다.

나. 국내 전력계통 유연성 평가

본 연구는 태양광과 풍력발전의 변동성이 2030년 가정으로 한

전력계통에 어떠한 영향을 미치는지 분석하기 위해서 전력계통 유

연성 분석을 실행하였다.

결과에 따르면 수도권 발전 비중 20%를 전제 시나리오에서 증발

유연성 부족 현상이 8시에 4회, 18시에 1회 발생하였다.

8시 증발 유연성 부족 원인은 오전 시간대에 수요량이 지속적으

로 증가하는 반면에 예상치 못한 풍력 출력의 감소로 순수요 증가

량이 늘어나지만 이를 충족시켜주는 증발 유연성 자원의 용량 부족

에 따른 결과이다.

18시 유연성 부족현상은 일몰 시간대 수요 수준이 비교적 높은

수준을 유지하고 있으나 태양광 출력이 감소하여 순수요 변화량이

요약 v

증가하는 반면에 출력의 증발을 필요로 하는 일반 발전기의 용량

부족에 따른 결과이다.

증발 유연성 부족 빈도 수준과 특정 시간대에 발생한다는 것을 고

려하면, 2030년 전원믹스를 가정으로 급전순위 조정 또는 복합화력

에서 가스터빈 단독운전이나 추가적으로 진입하는 양수의 활용으

로 태양광 및 풍력발전의 1시간 단위 변동성은 대처가 가능할 것으

로 추정된다.

감발 유연성 부족의 경우에는 현실성이 낮은 수도권 발전비중이

20% 미만인 시나리오에서만 관측된다. 그러나 전력수요 수준이 가

장 낮은 구정과 같은 휴무일에 발생하였으므로 전력계통운영에 주

의를 요한다. 이에 대한 대책으로는 변동적 신재생에너지를 대상으

로 출력제약(Curtailment) 고려, 최소 출력(MW)이 낮고 감발율이

높은 발전기 중심의 급전순위 변경, 에너지저장장치의 활용이 필요

할 것으로 예상된다.

3. 정책제언

가. 전력시장 제도개선

현재 국내 전력시장에는 하루 전 시장(Day-ahead market)만이 있

고, 실시간 시장(Real time market)은 부재하며 수급불균형을 유발

한 사업자에 부과하는 벌과금 제도가 없는 상황이다.

실시간 시장 도입으로 이중정산시스템에 따라 변동적 신재생에

너지 사업자는 일반 발전사와 동일 또는 완화된 밸런싱 의무를 부

vi

여받게 되면 발전량 예측 제고와 계획 발전량 준수 의무가 발생하

므로 수급불균형에 따른 제약비용 증가와 같은 경제적 비효율성을

방지할 수 있다.

이와 더불어 보조서비스시장과 5분 단위의 실시간 시장 가격이

형성될 경우에는 유연성 제공 자원인 가스터빈, 양수와 같은 피크

발전기와 DR, ESS와 같은 신기술이 적정한 보상을 받을 기회가

늘어나 수익성이 개선될 수 있다.

유럽 전력시장과 같이 하루 전 시장과 실시간 시장 사이에 당일

시장(Intra-day market) 개설을 고려할 수 있다. 하루 전 시장과 실

시간 시장 사이에 풍력발전의 예측 결과를 보다 빠르게 반영하고

가스터빈 보다 저렴한 발전기의 참여를 유도할 수 있다면 예비력

확보 비용을 감소시킬 수 있다.

나. 변동적 신재생에너지 규제 및 예측시스템

주요 선국의 전력시장에서는 일반발전기와 동일한 수준의 밸런

싱 의무를 변동적 신재생에너지에게 적용하고 있다. 그러나 변동적

신재생에너지 산업의 초반에는 관련 산업이 성장할 수 있도록 완화

된 규칙을 설정할 수 있다. 또한 급전지시에 이행하는 신재생에너

지의 출력제약(Curtailment)에 대해서는 보상 체계를 고려할 수 있

다. 구체적인 보상 방법으로 총 손실액 규모와 송전망 제약 조건을

설정하여 풍력발전의 제약 발전량에 대해 시장가격으로 전액 보상하

거나 사업자 손실액 부담률을 정하여 보상하는 방법을 고안할 수 있

다.

요약 vii

안정적인 장단기 전력계통운영을 위해서는 변동적 신재생에너지

발전 예측 시스템 구축이 필요하다. 또한 짧은 시간 동안 풍력발전

의 급격한 출력의 변화를 사전에 경고를 보낼 수 있는 풍력발전의

증감발률 예측 시스템 구축을 고려할 수 있다.

다. 유연성 제공 자원 확보

경제적인 면에서 수요자원은 추가적인 투자 소요가 크지 않으므로

우선적으로 확보가 필요한 자원이다. 주파수조정예비력으로 활용하

기 위해서는 EMS 개발과 초 단위 연동을 위한 Auto-DR 인프라 구

축이 요구된다. 20분 이내 응동하여 대기대체 예비력으로 활용하기

위해서는 인센티브 기반의 제도적 유인책이 필요하다

리튬이온 기반의 ESS를 주파수 조정용으로 충분히 활용하기 위

해서는 장주기 시스템 개발이 필요하다. 장주기 시스템의 경제성을

갖추는 요인은 배터리 비용의 하락과 15년 이상의 사용 수명이다.

제도적인 측면에서 보조서비스의 합리적인 정산단가 지급과 속응

성에 대한 적정 인센티브 마련을 통해 동 자원의 확보를 유도할 필

요가 있다.

양수발전은 변동적 신재생에너지 보급 확대에 따라 유연성 제고

수단으로 기존의 양수발전의 활용이 매우 중요해지고 있다. 양수발

전은 응동 시간이 짧고 장시간 사용가능한 장점이 있는 반면에 상·

하부 저수지 건설에 적합한 입지 제약이 따르고 건설기간이 평균 7

년으로 장기간 소요된다는 단점이 있다.

가스터빈 발전기의 장점은 넓은 출력범위, 짧은 기동시간, 빠른

viii

증감발이다. 현재의 LNG 복합발전에서 가스터빈 단독운전을 유도

하려면 캘리포니아와 같이 증감발 요구량을 의무적으로 확보하고

동시에 적정한 가격으로 보상하는 제도 도입을 고려해야 한다.

Abstract i

ABSTRACT

The purpose of this study is to evaluate the power system

flexibility of Korea on the basis of the national power mix plan

in 2030 and to propose a plan that can enhance the power system

flexibility in a cost effective manner by analyzing cases in

developed countries.

Specific goals are as follows. First, the authors suggest a power

system flexibility evaluation model. Then, by applying an

electricity demand and supply forecast in 2030 to the model, we

examine the effects of achieving the variable renewable energy

target on the power system flexibility. Second, we examine cases

of power system operation and its improvement in developed

countries. Finally, we propose a plan which can strengthen the

domestic power system flexibility of Korea.

Power system flexibility is defined as the ability to control

power and demand in a cost-effective way to maintain power

balance(IEA, 2014).

According to the evaluation result of the power system

flexibility of Korea, five cases of ramping-up flexibility shortage

occurred in the most probable scenario in 2030.

We estimate that it is possible to cope with the 1 hour unit

ii

fluctuation of solar and wind energy by taking advantage of merit

order adjustment, Gas Turbine(GT) bypass or additional

pumped-storage power

Ramping-down flexibility shortage occurred on holidays such as

Lunar New Year's Day which shows the lowest electricity demand

level. We expect that curtailment of variable renewable energy,

adjustment of merit-order, and utilization of ESS can be useful

responses to this occurrence.

Power system flexibility can be enhanced by improving electricity

market systme, advancing power system operation, and securing

flexible power supply sources such as GT, pumped-storage power

generation, ESS, and Demand Response(DR).

Improvement of electricity markets system can be achieved by

shortening the real-time market’s settlement cycle, introducing an

intra-day market, and imposing an obligation of balancing on

variable renewable energy. These institutional improvements are

the most economical means for achieving the potential flexibility

that do not require additional investment in flexible power supply

sources.

Advancing power system operation encompasses establishment

of a new renewable energy control center and a forecasting

system for variable renewable energy.

Flexible power supply sources include DR, ESS, pumped-storage

Abstract iii

power, and GT. DR needs to be secured with priority as it does

not require additional investment. In order to secure DR and ESS,

it is commonly required to lower entry barriers and to strengthen

compensation standards. As variable renewable energy deployment

is enlarged, the role of pumped-storage power generation is to be

enhanced. It is necessary to find appropriate locations and to

shorten construction periods. In the current power system,

mandatory start-up bids and compensation at reasonable prices are

required to ensure flexibility through GT as California.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ···················································································· 1

1. 연구 배경 및 필요성 ···································································· 1

2. 연구목적 ························································································ 4

제2장 변동적 신재생에너지 특성 및 영향 ···································· 7

1. 변동적 신재생에너지 특성 ··························································· 7

가. 장점 ························································································· 7

나. 단점 ·························································································· 8

2. 변동적 신재생에너지 영향 ························································· 13

가. 전력시장제도 ········································································ 13

나. 변동적 신재생에너지 출력제약 ············································ 13

다. 운영예비력 변화 ···································································· 15

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 ······························ 25

1. 전력시장제도 ··············································································· 25

가. 미국 ······················································································· 25

나. 유럽 ························································································ 33

2. 전력계통 운영 및 풍력예측 시스템 고도화 ····························· 37

가. 스페인 신재생에너지 운영 및 예측시스템 ························ 37

나. ERCOT 풍력예측 및 경보 시스템 ······································ 39

3. 유연성 전원 확보 메커니즘 ······················································· 41

ii

가. 비발전기 보조서비스 활용 ·················································· 41

나. 유연성 자원 확보 의무화 ····················································· 45

제4장 전력계통 유연성 분석 ······················································ 51

1. 모형 개요 ···················································································· 51

2. 분석 모형 ···················································································· 52

가. 변동적 신재생에너지 시뮬레이션 ······································· 52

나. 순수요 변화 계산 ································································ 56

다. 유연성 용량 계산 ································································ 59

라. 전력계통 유연성 계산 ··························································· 67

3. 결과 ······························································································ 68

가. 증발 유연성 분석 ································································ 69

나. 감발 유연성 분석 ································································ 74

다. 결과 요약 ············································································· 79

제5장 정책적 시사점 ·································································· 81

1. 전력시장제도 개편 ······································································ 81

가. 실시간 시장 운영 ································································ 81

나. 전력시장 참여와 규제 ··························································· 82

2. 전력계통 운영 선진화 ································································ 83

3. 유연성 제공자원 확보 ································································ 84

OECD 주요국 전원믹스 ················································ 89

참고문헌 ······················································································ 93

차례 iii

표 차례

미국 전력시장별 풍력발전 제약량 ······································ 14

하루 전 시장 및 실시간 시장 개요 ···································· 27

미국 지역별 하루 전 시장 및 실시간 시장 비교 ·············· 28

하루 전 시장 및 실시간 시장 개요 ···································· 30

미국 대표 지역별 변동적 신재생에너지 전력시장 참여 형태 ·· 33

이탈리아 밸런싱 정산제도 ··················································· 36

북미 수요자원 응답시간 및 최소용량 ································· 42

유럽 수요자원 응답시간 및 최소용량 ································· 44

CAISO Ramping product 세부사항 ···································· 48

캘리포니아 3대 발전사업자들 ESS 의무용량(MW) ········ 49

전원공급 시나리오 ································································ 63

2030년 전원 믹스 시나리오 ················································· 64

전원별 유연성 특성 자료(평균) ··········································· 64

수도권 발전 비중 시나리오 ················································· 68

18시 월별 증발 유연성 부족 발생 시 상태 ······················· 72

8시 월별 증발 유연성 부족 발생 시 상태 ························· 74

9시 월별 감발 유연성 부족 발생 시 상태 ························· 77

12시 월별 감발 유연성 부족 발생 시 상태 ······················· 78

유연성 제공 자원 특성 ························································· 84

보조서비스 DR 참여 가능성 ················································ 85

2015년 OECD 주요국 전원별 용량(GW) ·························· 89

2015년 OECD 주요국 전원별 발전량(TWh) ····················· 90

iv

그림 차례

[그림 1-1] 주요국의 미래 에너지 믹스 목표 ········································ 1

[그림 1-2] 전력계통 유연성 개념 ··························································· 2

[그림 2-1] 독일 풍력발전 예측 오차 ····················································· 9

[그림 2-2] 시간대별 풍력발전 및 지속 곡선(덴마크) ························· 10

[그림 2-3] 풍력발전의 한 시간 단위 변화율 ······································ 10

[그림 2-4] 태양광 증가에 따른 전력계통 운영 ··································· 11

[그림 2-5] 2015년 스페인 전원별 용량 및 발전량 구성 ··················· 16

[그림 2-6] 스페인 풍력발전 용량과 2, 3차 예비력 추이(’00~’09) ··· 17

[그림 2-7] 스페인 풍력발전 용량과 편차 예비력 전개(’00~’09) ······ 18

[그림 2-8] ERCOT의 2015년 전원별 발전량 및 용량 비중 ············· 19

[그림 2-9] ERCOT의 상승 주파수조정예비력 서비스의 추아 ·········· 20

[그림 2-10] ERCOT의 하강 주파수조정예비력 서비스의 추이 ········ 20

[그림 2-11] ERCOT의 주파수응답예비력 서비스의 추이 ·················· 21

[그림 2-12] ERCOT의 비동기 예비력의 추이 ···································· 22

[그림 3-1] 북미 전력시장 ······································································ 26

[그림 3-2] 전력거래 정산 개요 ····························································· 29

[그림 3-3] 유럽 전력시장에서의 주기별 거래형태 ····························· 34

[그림 3-4] 유럽 국가별 풍력발전량 비중 및 밸런싱 의무 ················ 35

[그림 3-5] 스페인 신재생에너지 운영 시스템 ····································· 38

[그림 3-6] 2014년 ERCOT의 단기 풍력 예측 모델 ·························· 39

[그림 3-7] ERCOT의 풍력 감발률 예측 프로그램(ELRAS) 전개도 · 40

[그림 3-8] 미국 지역별 수요자원 용량(2014) ····································· 41

차례 v

[그림 3-9] 유럽 지역별 수요자원 현황 ················································ 43

[그림 3-10] 2016년 캘리포니아 전원별 용량 및 발전량 구성 ·········· 45

[그림 3-11] CAISO 연도별 Duck Curve ············································· 46

[그림 3-12] CAISO 유연성 확보량 ······················································ 47

[그림 4-1] 태양광(1,000MW) 출력 패턴 ············································· 53

[그림 4-2] 태양광 1시간 전 대비 감소량 히스토그램 ······················· 54

[그림 4-3] 태양광 1시간 전 대비 증가량 히스토그램 ······················· 54

[그림 4-4] 풍력(1,000MW) 출력 패턴 ················································· 55

[그림 4-5] 풍력 1시간 전 대비 변화량 히스토그램 ··························· 56

[그림 4-6] 8,760 시간대 수요 및 순수요 ············································ 57

[그림 4-7] 시간대별 평균 수요 및 순수요 패턴 ································· 57

[그림 4-8] 시간대별 증발 유연성 부족 발생 확률 ····························· 69

[그림 4-9] 18시 월별 증발 유연성 부족 횟수 ···································· 71

[그림 4-10] 19시 월별 증발 유연성 부족 횟수 ·································· 71

[그림 4-11] 8시 월별 증발 유연성 부족 횟수 ···································· 73

[그림 4-12] 시간대별 감발 유연성 부족 발생 확률 ··························· 75

[그림 4-13] 9시 월별 감발 유연성 부족 횟수 ···································· 76

[그림 4-14] 12시 월별 감발 유연성 부족 횟수 ·································· 77

[그림 A-1] 2016년 미국 지역별 풍력, 태양광, 기타 발전량(TWh) ·· 91

제1장 서론 1

제1장 서론

1. 연구 배경 및 필요성

2017년 출범한 신정부는 에너지 정책 목표로 2030년 신재생에너

지 발전량 비중 목표를 20%로 제시하였다. 원자력과 석탄화력 발

전량의 비중을 점진적으로 축소하고 신재생에너지와 LNG 발전의

비중을 높이는 것이 주요 특징이라 할 수 있다. 이에 따라 국내의

전원믹스는 신재생에너지 비중이 20%를 상회하는 주요 선진국과

유사해질 전망이다([그림 1-1] 참조).

[그림 1-1] 주요국의 미래 에너지 믹스 목표

출처: 이철용 외(2017, p.13)를 토대로 재구성

2

신재생에너지 중 태양광과 풍력발전은 각각 일사량과 풍속 조건

에 의존하여 발전하는 특성으로 변동적 신재생에너지(Variable

renewable energy)로 분류된다. 변동적 신재생에너지는 출력을 예

측하기 어려운 불확실성과 출력의 변화폭이 큰 변동성을 지니고 있

다. 이러한 점은 전력계통(Power system) 운영에 어려움을 안겨다

준다. 대규모의 변동적 신재생에너지가 전력계통에 병입될 때에는

상기 기술한 특성으로 전력계통의 유연성(Power system flexibility)

을 저해하는 요소로 작용한다. 여기서 전력계통 유연성은 비용 효

과적으로 전력수급 균형(Power balance)을 유지시키기 위해 발전과

부하를 조절할 수 있는 능력으로 정의한다(IEA, 2014).

[그림 1-2] 전력계통 유연성 개념

출처: IEC(2012, p.195)

제1장 서론 3

기존의 전력계통 유연성은 주로 수요 측 변동, 일반 발전기의 예

상치 못한 고장, 계통 상황 등에 대처하기 위한 것이다. 변동적 신

재생에너지 보급 증가는 이러한 전력계통 유연성의 제고를 요하는

주요 요인으로 작용할 것이다. [그림 1-2]에서처럼 이러한 전력계통

유연성은 ESS와 수요반응을 통해 신규 자원을 추가해서 확보할 수

있을 뿐 아니라 전력시장운영 개선을 통해 기존의 유연성을 보다

확대할 있다(IEC, 2012).

전력시장 제도 및 운영 면에서 유연성 제고 방법은 변동적 신재

생에너지의 예측능력 강화, 수급균형 의무 부여, 출력제한 조치 등

을 들 수 있다. 이러한 제도적 개선은 전력계통 유연성 제공 자원

의 추가적인 투자 없이 가장 경제적으로 변동적 신재생에너지의 계

통영향을 감소시킬 수 있는 수단이다.

발전 측면에서는 첫째, 계통친화적인 신재생에너지 발전기술 이

용이다. 변동 폭을 줄이고 제어가 가능한 신재생에너지 기술을 개

발하는 것이다. 그러나 이는 기술의 진보와 상용화하는데 시간이

소요되기 때문에 현재로서 그 효과는 제한적이라 할 수 있다. 둘째,

일반 전원을 통한 유연성 제공이다. 현재 상태에서 가장 많은 전력

계통 유연성을 제공할 수 있는 일반 전원이라 할 수 있다(IEC

2012). 일반 전원 중 기동 또는 정지 소요시간이 짧고 분당 출력의

증가 또는 감소량이 보다 많은 전원을 보다 적극적으로 활용하는

것이다. 또한 양수발전의 활용이 보다 증대한다. 양수발전은 화력

발전기보다 기동성이 우수하고 잉여전력을 저장할 수 있으므로 전

력계통 유연성을 높일 수 있는 중요한 자원으로 평가된다.

4

부하 측면에서는 수요자원(Demand Response, DR)과 에너지저장

장치(Electricity Storage System, ESS)를 활용하여 유연성을 증가

시킬 수 있다. 기존의 최대전력수요 감소 목적으로 활용하던 수요

자원을 변동적 신재생에너지의 변화에 따라 수요를 조절하여 전력

수급을 일치하는 용도로 확대하는 것이다. ESS는 즉각적인 충·방

전으로 주파수 조정용 및 에너지저장 기능을 수행하는 자원으로 전

력계통 안정화의 중요 수단이 된다.

2030년 정부의 보급 목표를 살펴보면 변동적 신재생에너지인 태

양광과 풍력발전의 총 발전량은 총발전량에서 약 13%를 차지할 것

으로 전망된다. 2015년 기준으로 변동적 신재생에너지의 발전량 비

중이 약 1% 미만임을 고려할 때 큰 폭의 증가이므로 현재의 수준

에 비해 어느 정도의 전력계통 유연성이 요구되는지 필히 파악해야

할 사항이다. 더불어, 장기적으로 변동적 신재생에너지의 비중이

지속적으로 증가할 것으로 예상되므로 전력계통 유연성을 증대시

키는 방향으로 효과적인 제도로의 전환과 신기술 확보 방법에 대한

모색이 필요한 상황이다.

2. 연구목적

본 연구의 목적은 2030년 국가 전원믹스 계획에 따른 전력계통

유연성을 평가하고 선진국의 사례 분석을 통해 경제적으로 계통 유

연성을 강화하는 제도를 제안하는데 있다. 구체적인 세부 목표는

다음과 같다. 첫째, 전력계통 유연성 평가 모형을 구축한다. 2030년

전력수급 예상 안을 모형에 적용하여 변동적 신재생에너지의 보급

제1장 서론 5

목표 달성 시 전력계통 유연성에 미치는 영향을 살펴본다. 둘째, 선

진국의 전력계통 운영 및 제도 개선 사례를 살펴본다. 마지막으로

국내 전력계통 유연성을 강화시킬 수 있는 제도를 제안한다.

본 보고서는 다음과 같이 구성된다. 서론에 이은 2장에서는 변동

적 신재생에너지인 태양광, 풍력발전의 특성을 간략히 살펴보고 전

력계통과 시장에 미칠 수 있는 영향을 살펴본다. 3장에서는 주요

선진국의 전력계통 유연성을 강화하기 위한 전력시장제도 개선, 전

력계통 운영 선진화 사례를 검토한다. 4장은 전력계통 유연성 분석

모형을 구축을 통해 2030년 변동적 신재생에너지의 보급 목표 달

성 시 전력계통 유연성을 분석한다. 마지막 5장에서는 연구결과를

요약하고 국내 전력계통 유연성 강화를 위한 정책적 시사점을 제시

한다.

제2장 변동적 신재생에너지 특성 7

제2장 변동적 신재생에너지 특성 및 영향

1. 변동적 신재생에너지 특성

가. 장점

풍력과 태양광은 기존의 전통적 발전기와 다르게 화석연료를 필

요로 하지 않는다. 이에 따라 아래와 같은 장점을 지닌다.

1) 적은 용수 소비량

첫째, 태양광 및 풍력발전에는 발전용수가 거의 들어가지 않는

다는 점이다. 일반 화력 발전과 원자력 발전은 보일러 용수와 냉각

용수 등을 필요로 한다. 일부 화력발전은 댐에서 필요한 용수를 공

급받기 때문에 극심한 가뭄 시 전력수급에 지장을 줄 수 있고 농업

등 기타 부문에 용수공급에 차질을 가져다 줄 수 있다. 반면에 발

전용수를 거의 필요로 하지 않는 태양광 및 풍력발전은 가뭄 시 전

력수급 및 용수공급 안정에 기여할 수 있다.

2) 청정에너지

둘째, 태양광 및 풍력발전은 발전 과정에서 온실가스(Greenhouse

gases, GHG)와 미세먼지(Particulate Matter, PM)를 배출하지 않는

다. 원자재를 가공 또는 폐기하는 과정에서 온실가스 또는 미세먼

지의 배출이 발생할 수 있지만, 일단 발전 과정에서 환경 오염물질

8

을 배출하지 않는다. 이러한 점으로 동 에너지의 보급 확대는 기후

변화 목표 달성 및 미세먼지 감축에 있어서 중요 수단이 된다.

3) 지속 발전

셋째, 지속적으로 발전이 가능하다는 점이다. 화석연료의 사용은

국제 석유와 가스시장에서 수급불안과 국제적 위기 발생 가능성의

위험을 내포하고 있다. 이에 반해 태양광 및 풍력발전은 외부로부

터 별도의 연료를 공급받지 않아도 발전이 가능하므로 에너지 안보

를 강화시킨다.

나. 단점

변동적 신재생에너지는 상기 기술한 장점이 있지만, 동시에 전력

계통 면에서는 다음과 같은 대표적인 단점을 지닌다. 첫째, 변동적

신재생에너지의 출력은 예측이 쉽지 않는 점(불확실성), 출력 자체

가 큰 변화폭을 가진다는 점(변동성), 그리고 계통에 관성 예비력을

공급하기 어렵다는 점이다.

1) 불확실성

태양광은 일사량에 따라 발전하는 주기적인 패턴을 갖고 있어 특

별한 경우를 제외하고는 풍력보다 예측이 용이한 면이 있다. 이에

반해 풍력발전은 풍속에 따라 발전 한다. 풍속 등 기상여건 등을

정밀하게 예측한다 해도 어느 정도 오차를 갖고 있기 때문에 풍력

제2장 변동적 신재생에너지 특성 9

발전은 항상 불확실성이 있다. [그림 2-1]은 독일 풍력발전을 대상

으로 하루 전, 4시간 전, 2시간 전의 예측 오차 결과를 비교하고 있

다. 하루 전의 예측오차는 최대 2,000MW가 발생하였으나 예측 주

기가 짧아질수록 오차가 줄어드는 결과를 알 수 있다.

[그림 2-1] 독일 풍력발전 예측 오차

출처: GE Energy(2012, p.107)

2) 변동성

변동적 신재생에너지를 완벽하게 예측 할 수 있다 하더라도, 태

양광 및 풍력발전의 변동성은 다른 전통적 전원에 비해 매우 크다.

[그림 2-2]는 2010년 덴마크 총 3,802MW 풍력발전 용량의 시간대

별 발전량과 2009~2011년 출력 크기순으로 나열한 지속 곡선

(Duration curve)을 나타낸다. 풍력발전의 시간대별 발전량은 매순

간 변화하는 것을 알 수 있다.

10

[그림 2-2] 시간대별 풍력발전 및 지속 곡선(덴마크)

출처: Holttinen et al.(2013, p.18)

[그림 2-3] 풍력발전의 한 시간 단위 변화율

출처: Holttinen et al.(2013, p.30)

제2장 변동적 신재생에너지 특성 11

[그림 2-3]은 2010년 덴마크 풍력발전의 한 시간 전 대비 변화율

과 지속곡선을 나타낸다. 동 분석기간 최대 변화율은 18%를 기록

하였다.

풍력발전의 블레이드 조정으로 풍력발전의 출력을 제어하기에는

규모면에서 한계가 존재하므로 매순간 전력수급 균형을 유지하기

위해서는 풍력발전의 변화에 맞춰 일반 발전기의 출력 조정이 필요

하게 된다.

[그림 2-4] 태양광 증가에 따른 전력계통 운영

출처: 윤용호(2015, p.2)

[그림 2-4]는 태양광 발전의 보급 확대에 따라 전력계통 운영 패

턴을 나타낸다. 시점 ①에서는 일출이후 약 4시간 동안 태양광 출

력이 증가함으로 화력발전은 지속적으로 출력이 감발이 요구된다.

시점 ②에서는 정오 무렵 태양광 발전의 출력이 최대이므로 화력발

12

전은 발전을 최소발전용량 수준으로 감소시켜야 한다. 시점 ③에서

는 일몰까지 약 4시간 동안 태양광이 지속적으로 감소하므로 화력

발전은 반대로 출력의 증발이 요구된다.

3) 낮은 관성응답 예비력 제공

태양광 발전은 전력계통에 관성(Inertia)을 제공할 수 없다. 이는

일부 풍력 발전기도 해당된다. 일반 발전기들은 계통 주파수인

60Hz에 동기화해서 회전한다. 일부 풍력 발전기는 바람이 일정하

게 불지 않기 때문에 60Hz에 동기해서 일정한 속도로 회전하지 않

는다. 게다가 일반 발전기에 비해 터빈이 가벼우므로 전력수요가

갑작스럽게 변할 때 안정적으로 같은 속도로 회전해 주지 않는다.

따라서 풍력 발전기는 낮은 관성을 제공한다.

여기서 주의해야 할 것은 풍력발전 중 일부 발전기는 관성의 제

공이 가능하다는 점이다. 이러한 대표적인 발전기는 동기 발전기

가 있다. 고정속도 풍력 발전기(Fixed-Speed Induction Generator:

FSIG)는 동기 발전기로 계통 주파수에 맞는 회전수를 가진 풍속에

서만 발전하여서 동작 범위가 매우 좁다는 것이 단점이다. 계통 주

파수를 기준으로 회전 속도를 가지는데 블레이드의 각도 조절과 변

속기를 이용하여 약간의 회전 속도 범위를 가질 수 있다.

제2장 변동적 신재생에너지 특성 13

2. 변동적 신재생에너지 영향

가. 전력시장제도

선진국의 전력시장의 개정은 대부분 변동적 신재생에너지의 불확

실성 및 변동성과 관련된다. 불확실성이 확대되면 발전 계획량과 실

제 급전량의 차이가 발생하게 된다. 예를 들어, 풍력발전의 예상 발

전량이 실제 발전량에 미달하게 되면 일반 발전기가 보다 발전해야

한다. 반면에 풍력발전의 실제 발전량이 계획량을 초과했을 경우에는

이를 상쇄하기 위해 계획된 다른 발전기의 발전량을 감소시켜야 한

다. 이는 전력계통운영 및 정산에 혼란을 가져다주므로 미국 및 유

럽의 주요 전력시장은 수급균형 의무를 일반 발전사업자와 마찬가

지로 변동적 신재생에너지 사업자에게도 부여하고 있다. 더불어 변

동적 신재생에너지 변동성이 확대되면 출력 조절이 빠른 가스터빈

의 필요성이 증대하므로 선진국에서는 해당 발전기에 대한 적정한

인센티브를 부여하기 위해 정산주기를 단축하고 있다.

나. 변동적 신재생에너지 출력제약

송전 제약, 전력수급 불균형, 계통 불안정이 발생할 경우 계통 운

영자는 풍력발전을 제약(Curtailment)하게 된다.

은 미국 지역에서 발생한 풍력발전의 제약량(GWh)을

나타낸다. 2011년 관찰 지역에서 가장 큰 제약발전이 발생한 지역

은 텍사스이며, 동 지역에서 풍력발전 생산가능량(Potential wind

generation) 대비 감발 발전량 비중은 8.5%를 기록하였다.

14

2007 2008 2009 2010 2011Electric Reliability Council of Texas

(ERCOT)

109(1.2%)

1,417(8.4%)

3,872(17.1%)

2,067(7.7%)

2,622(8.5%)

Southwestern Public Service Company (SPP) N.A.

0(0%)

0(0%)

0.9(0%)

0.5(0%)

Public Service Company of Colorado (PSCo) N.A.

2.5(0.1%)

19.0(0.6%)

81.5(2.2%)

63.9(1.4%)

Northern States Power company (NSP) N.A.

25.4(0.8%)

42.4(1.2%)

42.6(1.2%)

54.4(1.2%)

Midwest Independent System Operator (MISO) N.A. N.A.

250(2.2%)

781(4.4%)

657(3.0%)

Bonneville Power Administration (BPA) N.A. N.A. N.A.

4.6(0.1%)

128.7(1.4%)

Total109

(1.2%)1,445

(5.6%)4,383

(9.6%)2,978

(4.8%)3,526

(4.8%)

미국 전력시장별 풍력발전 제약량(GWh)

출처: GE Energy(2014, p.138) 주: 괄호안의 수치는 풍력발전 생산가능량(potential wind generation) 대비 제

약 발전량 비중을 나타냄.

풍력발전의 제약 지시 방법은 자동화 또는 수동화 방법으로 구분

된다. 제약에 따른 보상은 계통운영기구에 따라 상이하다. CAISO

는 계통안정을 위한 제약 시에는 보상이 없다. ERCOT는 모두 보

상하지 않는다, PJM은 economic-base point 이하로 풍력발전 제

약 시 보상토록 한다. 그리스는 연간 제약량의 30%를 보상한다. 스

페인은 제약량의 15%를 보상하지만 계통의 안전을 위한 제약 시에

는 보상하지 않는다(한국전력거래소, 2016).

제2장 변동적 신재생에너지 특성 15

다. 운영예비력 변화

불확실성과 변동성을 지닌 풍력발전에 대응하기 위해서는 적정

운영예비력 확보가 필요하다. 국가마다 전력 시장마다 예비력에 대

한 정의는 다르지만, 일반적으로 운영예비력(Operating reserve)은

전력계통에서 수급균형을 유지하고 부가적으로 교란요소에 대비하

기 위해 보유하는 발전력을 의미한다. 이러한 운영예비력에는 표준

주파수 범위 초과 시 복구를 위한 주파수응답예비력(Frequency

response), 기동 중 발전기에서 정상적인 주파수 유지를 위해 확보

해야 하는 주파수조정예비력(Regulation service), 기동 중인 발전기

가 10분 이내에 제공가능한 용량인 순동예비력(Spinning reserve),

10분 이내에 기동이 가능한 발전기가 제공하는 비동기 예비력

(Non-spinning reserve) 등이 있다.

아래에서는 풍력발전의 비중이 높고 인접국가와 계통연계가 제

한적인 스페인과 미국 내 타 지역과 계통이 연결괴지 않는 ERCOT

의 사례를 분석토록 한다.

1) 스페인1)

[그림 2-5]와 같이 스페인의 2015년 풍력발전 용량은 약 22.9GW로

총 용량에서 차지하는 비중은 21.5%이며 동년 풍력발전량은 약

49.3TWh로 총 발전량에서 17.6%를 차지하였다(IEA Statistics, 2017).

1) 스페인의 예비력 종류 및 풍력발전에 따른 영향 부분은 Michael et al.(2011)를 참조하였다.

16

[그림 2-5] 2015년 스페인 전원별 용량 및 발전량 구성

자료: IEA Statistics(2017)

스페인은 다른 유럽국에 비해서 계통적으로 인접한 나라가 포르

투갈과 프랑스 밖에 없기 때문에, 풍력과 관련된 예비력을 인접국

과의 거래를 통해서 확보하는 것이 아니라 자체적인 예비력 확보로

해결하려는 노력을 보여 왔다(한국전력거래소, 2013).

스페인은 총 4개 유형의 운영예비력을 운영하고 있다. 해당 예비

력으로는 1차, 2차, 3차, 편차 예비력이 있다.

1차 예비력(Primary control reserve)은 풍력을 제외한 모든 발전

기들은 발전 용량의 1.5%를 확보하고 있다. 계통운영자, Red

Eléctrica de España(REE)의 요구에 30초 이내에 응답해야 하며 15

분 동안 유지해야 한다.

2차 예비력(Secondary regulation)은 발전기를 대상으로 자동발전

제어(Automatic Generation Control, AGC)에 의해 제공된다. REE

제2장 변동적 신재생에너지 특성 17

는 실시간 수급균형을 위해 1,500MW의 2차 예비력을 확보해 놓고

있다. 16GW에 이르는 수력 전원들이 주로 2차 예비력을 담당한다

(NREC, 2011). 모든 발전기들은 2분 안에 예비력을 공급해야 하고

15분 동안의 발전을 유지해야 한다.

3차 예비력(Tertiary reserve)은 계통운영자의 급전지시에 15분

이내 계통에 투입되어 2시간 동안 운전을 유지해야 한다.

편차 예비력(Deviation reserve)은 계획 발전량과 예측수요 간의

오차가 300MWh를 초과할 경우 수급균형 유지를 돕는다. 또한 발전

기의 이용 불가 또는 승인된 일정변경에 대한 대처를 포함한다. 동

예비력은 일반발전기와 양수발전기가 제공한다.

[그림 2-6] 스페인 풍력발전 용량과 2, 3차 예비력 추이(’00~’09)

출처: Milligan et al.(2011, p.4)

18

[그림 2-6]과 [그림 2-7]은 각각 2000년에서 2009년까지 풍력발

전 용량 확대를 기준으로 2, 3차 예비력 사용량과 편차 예비력 사

용량의 전개를 나타낸다.

[그림 2-6]에 따르면 풍력발전 증가에 따른 2차 예비력 사용양은

소폭 상승하였다. 반면에, 3차 예비력 사용양은 2차 예비력에 비해

높은 증가를 보였다.

[그림 2-7]은 풍력발전의 예측 오차가 발생 시 편차 예비력과 3

차 예비력 운영 관련 비용이 증가할 수 있음을 나타낸다.

[그림 2-7] 스페인 풍력발전 용량과 편차 예비력 전개(’00~’09)

출처: Milligan et al.(2011, p.4)

제2장 변동적 신재생에너지 특성 19

2) ERCOT2)

Electric Reliability Council of Texas(ERCOT)는 텍사스 주의 전

력계통 운영을 담당하는 기관이다. [그림 2-8]에서 나타내듯이, 텍

사스의 2015년 풍력발전 용량은 약 15.8GW로 총 용량에서 차지하

는 비중이 18%이며 동년 풍력발전량은 약 40.8TWh로 총 발전량

에서 11.7%를 차지하였다(ERCOT, 2016).

[그림 2-8] ERCOT의 2015년 전원별 발전량 및 용량 비중

출처: ERCOT(2016, p.38)

텍사스의 전력계통은 미국의 다른 지역과 송전계통이 분리 되어 있

어 일종의 고립된 섬(Electrical Island)에 해당된다(한국전력거래소,

2015).

2) ERCOT의 풍력발전에 따른 예비력 영향 부분은 Andrade et al.(2016)를 참조하였다.

20

ERCOT은 주파수조정예비력(Regulation service up and down),

주파수응답예비력(Respnsive Reserive Service, 비순동 예비력

(Non-spinning Reserve Service)을 운영하고 있다.

[그림 2-9] ERCOT의 상승 주파수조정예비력 서비스의 추이

출처: Andrade et al.(2016, p.10)

[그림 2-10] ERCOT의 하강 주파수조정예비력 서비스의 추이

출처: Andrade et al.(2016, p.11)

제2장 변동적 신재생에너지 특성 21

[그림 2-9]와 [그림 2-10]은 각각 상승, 하강 주파수조정예비력과

풍력발전의 누적용량을 나타낸다. 풍력발전은 지속적으로 상승한

반면에 상승 및 하강 예비력은 2011년에 급격한 감소를 보인다.

[그림 2-11] ERCOT의 주파수응답예비력 서비스의 추이

출처: Andrade et al.(2016, p.12)

[그림 2-11]은 주파수응답예비력과 풍력발전의 누적용량을 나타

낸다. 2012년 전까지 ERCOT에서는 주파수응답예비력은 2,300MW

이었다. 하지만 풍력발전이 증가함에 따라 추가적으로 예비력이 더

필요할 거라는 예상을 하고 추가적으로 500MW를 추가해서, 현재

ERCOT의 주파수응답예비력 규모는 2,800MW이다.

[그림 2-12]는 비동기 예비력과 풍력발전의 누적용량을 나타낸다.

비동기 예비력은 대게 순수요의 95%에 해당하는 값으로 정해 놓고

있다. 비동기 예비력은 계통 주파수에 연동되지 않은 채로 대기하

22

는 예비력으로 주로 날씨의 변동이 예측될 때 몇 시간 안에 큰 예

비력이 필요할 때 사용하는 예비력이다.

[그림 2-12] ERCOT의 비동기 예비력의 추이

출처: Andrade et al.(2016, p.12)

비동기 예비력은 유일하게 풍력발전이 증가함에 따라 확연한 증

가를 나타내고 있다. 텍사스의 여름에는 바람이 많이 불지 않기 때

문이다. 갑작스러운 온도 변화로 풍력 발전량은 감소하므로 더 많

은 예비력이 필요하게 된다.

요약하자면, ERCOT에서는 풍력발전의 증가에 따른 주파수응답

예비력과 비동기 예비력은 증가하였지만, 주파수조정예비력에 큰

변화는 없는 것으로 보인다.

이는 풍력발전의 영향보다는 지역별 시장(Zonal Market)에서 보

다 세분화한 모선별 시장(Nodal Market)으로 변경하면서 받은 영

제2장 변동적 신재생에너지 특성 23

향일 가능성이 높다. 또한 풍력발전의 비중이 증가함에 따라 지속

적으로 관련 예비력 확보 규정을 개정해 왔고3) 풍력발전 예측 시

스템도 계속 그 성능을 개선해 왔다. 이뿐만 아니라, 주파수 응답예

비력의 양도 늘림으로써, 풍력발전의 변동성을 각 화력 발전기의

AGC가 담당하도록 한 점도 있다.

3) ERCOT의 주파수조정예비력 설정방법의 자세한 설명은 한국전력거래소(2011), pp.9~12를 참고할 것.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 25

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례

전력계통 유연성 제고방법은 변동적 신재생에너지를 대상으로

한 전력시장제도의 개선과 유연성 자원 확보가 있다.

전력시장제도는 정산 주기를 단축하여 응동 성능이 우수한 자원

에 대한 인센티브 제공과 예비력 비용 감소 목적을 지니고 있다.

또한 변동적 신재생에너지에 수급균형 의무를 부여하여 예측 능력

제고를 통해 수급불균형 완화를 유도하고 있다.

유연성 자원에는 기동시간이 짧고 출력의 증감발 폭이 넓은 가스

터빈 발전기와 일반 발전기(Conventional generator)와 비발전기 기

술인 DR과 ESS가 있다. 유연성 자원 확보 방법에는 인센티트 부

여로 전력시장 참여 유도와 의무적인 확보로 구분할 수 있다.

본 장에서는 이러한 유연성 확보 방법에 중점을 두고 변동적 신

재생에너지의 비중이 높은 주요 선전국의 제도 개선사례와 유연성

제공 자원 확보 방법에 대해 조사하도록 한다4).

1. 전력시장제도

가. 미국

1) 전력시장 개요

미국의 지역별 전력계통운영기구가 운영하는 전력도매시장([그림

4) OECD 주요 국가 및 미국의 주요 지역의 에너지 믹스는 부록에 수록하였다.

26

3-1] 참조)은 에너지시장, 안정적인 발전설비를 확보하기 위한 용량

시장, 계통 신뢰도를 유지하가 위한 보조서비스 시장 등으로 구분

할 수 있다.

[그림 3-1] 북미 전력시장

출처: 한국전력거래소(2017a, p.11)

에너지시장은 발전사업자와 판매사업자 간에 경매방식으로 최종

전력소비량을 거래하는 시장이다. 에너지 거래는 공급 시점 기준으

로 일일 전에 개설되는 하루 전 시장(Day ahead market)에서의 거

래 다음에 공급 당일 전력수급 균형을 목적으로 하는 실시간 전력

시장(Real time market)에서의 정산 단계를 거친다.

하루 전 시장은 물리적 인도시점에서 일일 전에 전력수요와 공급

상황을 예측하여 전력수급을 계획하며 에너지 거래 및 보조서비

스5)를 포함한다. 실시간 시장 운영은 전력계통 신뢰도 유지를 중점

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 27

으로 하루 전 시장에서 계획한 전력수급을 토대로 실제 발생한 수

급을 조절한다. 실시간 시장에서 가격은 5분 단위로 결정되며 정산

은 이중정산제도(Two settlement system)를 따른다( 참조).

구 분 특 성

하루 전 시장

- 익일 에너지 및 보조서비스 상품에 대하여 하루 전에 계통운영 기구가 경매시장 개설- 발전사 및 판매자는 익일 에너지거래 물량 및 가격 입찰 - 입찰내용을 기반으로 계통운영기구가 중개하여 낙찰자 선정- 거래량(MWh) 및 거래가격(LMP6), $/MWh)은 한 시간 단위로 산정

실시간시장

- 에너지거래 당일 하루 전 시장에서 체결된 거래계약 대비 과대/과소 물량에 대한 조정이 이루어지는 밸런싱 시장

- 거래가격(LMP, $/MWh)은 5분 단위로 산정되고 최소 한 시간마다 정산

하루 전 시장 및 실시간 시장 개요

출처: 임금주(2017, p.10)를 토대로 재구성

모든 주에서 실시간 시장 가격은 5분 단위로 산출하지만 정산 적

용 시간은 지역 마다 상이하다. 대부분 지역은 12개 구간을 평균하

여 1시간 단위로 정산한다.

와 같이 최근의 대부분 지역에서는 기존의 1시간 단위

에서 5분 단위로 정산주기를 단축하고 있다. 정산주기 단축은 빠른

5) 보조서비스 시장의 거래 항목은 주파수조정예비력, 순동예비력, 대기대체예비력, 무효전력 등 이다.

6) Locational Marginal Price(LMP)는 지역별 한계가격으로 에너지 비용에 지역별 송전혼잡과 손실비용을 반영한 가격이다.

28

증감발, 보다 넓은 급전 범위, 가스 터빈의 기동시간 단축을 유도한

다. 또한 장기적으로 유연성 제공 자원에 효과적인 인센티브를 제공

하여 신규 자원의 전력시장의 참여와 기존 자원의 유연성을 확대토

록 한다(FERC, 2016).

구 분 PJM MISO ERCOT CAISO SPP NYISO ISO-NE

실

시

간

시

장

급전

주기5min 5min 5min 5min 5min 5min 5min

정산

주기1h 1h 15min 5min 5min 5min 1h

비고

정산단위

변경예정

1h→5min

정산단위

변경예정

1h→5min-

15min 시장가격

존재

- -정산단위

변경예정

1h→5min

미국 지역별 하루 전 시장 및 실시간 시장 비교

자료: 한국전력거래소(2017a)

이중정산제도는 하루 전 시장에서 결정된 발전계획량에 비해 초과

또는 미달한 실제 발전량에 대해서는 실시간 가격으로 정산하는 시

스템이다. 예를 들어, 발전사는 하루 전 시장에서 낙찰한 발전계획

량이 실제 발전량에 미달할 경우 미달량을 실시간 시장가격으로 지

불해야 한다. 실제 발전량이 하루 전 시장에서 낙찰한 발전계획량

을 초과할 경우 초과량에 대해서는 실시간 시장가격으로 정산받는

다([그림 3-2] 참조).

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 29

[그림 3-2] 전력거래 정산 개요

출처: 임금주(2017, p.10)

이중정산제도 외에 연방에너지규제위원회(Federal Energy Regulatory

Commission, FERC)는 수급불균형 벌과금 제도를 규정하고 있다. 명령

(Order) 890은 한 시간 수급오차 규모를 3등급(Tier)으로 구분하고

해당 등급에 따라 벌과금을 부여하여 전력시장 참여자에게 수급균

형 의무를 준수토록 하고 있다.

1등급의 시간대별 오차 범위는 1.5% 이내 또는 2MW(최대값 적

용)로, 매월 상계하여 말일에 증분비용(Incremental cost)의 100%로

정산한다. 2등급의 오차 범위는 1.5%에서 7.5% 또는 2MW에서

10MW로 양의 편차에 대해서 90%의 증분비용으로 정산한다. 반면

에, 음의 편차에 대해서는 110%의 증분비용으로 정산한다. 3등급

의 오차 범위는 7.5% 이상 또는 10MW 이상으로 양의 편차에 대

해서는 75%의 증분비용으로, 음의 편차에 대해서는 125%의 증분

비용으로 정산한다(FERC, 2007).

30

구 분 시간대별 오차범위(+/-) 정 산

Tier 11.5% 이내

(2MW 이하)- 매월 상계 - 매달 말일 증분비용 100%로 정산

Tier 21.5 ~ 7.5%(2 ~ 10MW)

- 양의 편차 : 증분비용의 90%로 정산- 음의 편차 : 증분비용의 110%로 정산

Tier 37.5% 이상

(10MW 이상)- 양의 편차: 증분비용의 75%로 정산- 음의 편차: 증분비용의 125%로 정산

하루 전 시장 및 실시간 시장 개요

자료: FEEC(2007)

2) 하루 전 시장 참여7)

PJM과 MISO 지역에서 용량자원으로 고려되는 풍력 및 기타 변

동적 신재생에너지는 반드시 하루 전 시장에 입찰해야 한다. 실시

간 시장에만 참여하는 풍력발전은 실시간 가격으로 정산을 받게 된

다. 이에 반해, NYISO, ISO-NE에서는 용량자원으로 고려되는 풍

력발전은 하루 전 시장에 입찰할 수 있지만 의무사항은 아니다.

변동적 신재생에너지 비중이 증가함에 따라 NYISO, PJM,

CAISO에서 풍력발전 사업자는 에너지 감소 시장(Dispatch-down

market)에 입찰해야 한다. 이는 과잉 발전(Over-generation)을 보다

경제적으로 해결하는 방법으로 평가된다(Millgan et al., 2015).

7) 미국의 변동적 신재생에너지를 대상으로 한 전력시장제도 분석은 GE Energy(2012)를 참조하였다.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 31

3) 밸런싱 의무 부여

미국의 전력시장 개요에서 기술한 FERC의 Order 890에 따라 변

동적 신재생에너지 또한 수급불균형 의무를 지닌다. 3등급의 오차

허용범위를 제외하여 일반 발전기와는 완화된 수준의 벌과금을 부

여한다. 지역마다 세부 규칙은 다른 형태를 보인다. 주요 지역에서

의 해당 제도는 다음과 같다.

ISO-NE와 NYISO는 하루 전 시장에 참여하는 변동적 신재생에

너지는 이중정산제도를 따른다. ISO-NE의 풍력발전은 편차에 따른

특정 부가비용(Uplift costs)의 부담 분을 면제 받는다. NYISO는

비제약 운영에서 발전량 차이가 발생할 때 태양광 및 풍력발전 용

량 3,300MW 까지는 과소발전 벌과금(Under-generation penalties)

을 면제토록 한다.

PJM에서는 변동적 신재생에너지가 급전지시를 불이행하면서 계

획 발전량과 실제 발전량 차이가 5%를 초과하면 밸런싱 운영 예비

력 요금(Balancing operating reserve charges)을 부담하게 된다.

ERCOT는 풍력발전이 예상 발전량을 10% 초과하게 될 경우 실

시간 가격을 적용하여 벌과금을 부과한다.

CAISO는 2004년 변동적 전원 참여제도(Participating Inter-

mittent Renewable Program, PIRP)를 도입하였다. 변동적 신재생에

너지 사업자는 동 프로그램에 참여할 경우 계획 발전량과 실제 발

전량 차이 발생에 따른 10분 단위 수급불균형 요금 대신에 한 달

동안의 누적된 순 편차(Net deviation)를 적용하여 월별 평균 요금

을 지불하게 된다. PIRP 제도는 변동적 신재생에너지 사업자에게

32

유로 예측 서비스를 제공하여 경제입찰 대신에 실시간 시장에 사업

자 스스로 급전 계획을 세우도록 한다.

MISO는 급전 가능 변동적 자원(Dispatchable Intermittent Resources,

DIR)으로 인정받는 변동적 신재생에너지는 8% 허용 범위를 적용하여

한 시간 내 5분 단위로 연속 4번 이상을 초과했을 경우 초과 또는 부족

에너지 요금(Excessive Deficient Energy Charges, EDEDC)을 부과 받

는다. 6~30MWh 미만의 편차는 벌과금에서 제외된다. 또한 풍속

차단(Wind speed cut-out)과 같이 통제 범위에서 벗어나는 경우가

발생하는 발전기는 해당 벌과금에서 면제된다. DIR은 2011년에 도

입하였으며, 2013년부터 20015년 4월 가동된 풍력발전은 의무적으

로 DIR에 동록해아 한다. 풍력발전을 제외한 변동적 신재생에너지

는 DIR 등록은 선택사항으로 주어진다. DIR은 일반 전원과 동일하

게 실시간 시장에 참여하여 가격을 결정할 수 있다. 일반 전원이

최대 발전량 범위내로 입찰하는 반면에 DIR의 입찰은 예상 최대

발전량(Forecast Maximum Limit, FML) 범위내로 한정된다.

는 미국 대표 지역별 변동적 신재생에너지의 전력시장

참여 제도를 요약하여 나타낸다.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 33

전력시장 내 용

PJM, NYISO- 하루 전 시장 참여- 에너지 감소 시장(Dispatch-down market) 입찰

MISO- 하루 전 시장 참여- DIR 운영: 변동적 자원 실시간 시장 가격 결정

CAISO- PIRP 운영: 실시간 시장에서 스스로 발전계획 수립- 에너지 감소 시장(Dispatch-down market) 입찰

미국 대표 지역별 변동적 신재생에너지 전력시장 참여 형태

자료: GE Energy(2012)

나. 유럽

유럽 국가의 일반적인 전력시장에서 대부분의 전력거래는 장외시장

에서 선도계약으로 거래되며 일부는 하루 전 시장(Day-ahead market),

당일 시장(Intra-day market), 밸런싱 시장(Balancing market)을 통해

거래된다([그림 3-3 참조]).

당일 시장은 하루 전 시장과 실시간 운영 사이에 수급불일치

(Imbalance) 위험과 예비력 확보 비용을 감소시키기 위해 개설되었

다. 에너지거래 참여자는 풍력발전의 예측 결과의 수정 및 예상치

못한 발전기 고장을 반영하기 위해 당일 시장에서 하루 전 시장에

서 계약한 거래량을 15분 단위로 수정할 수 있다.

34

[그림 3-3] 유럽 전력시장에서의 주기별 거래형태

출처: Florence School of Regulation(2014, p.18)

유럽 국가에서 밸런싱 시장에서 수급불균형 가격(Imbalancing

price) 책정 방법은 일반적으로 단일 가격제(Single pricing)와 이중

가격제(Dual pricing)로 구분할 수 있다.

첫 번째 방식인 단일 가격제에서는 밸런싱 의무 당사자(Balancing

responsible party, BSP)의 오차 방향에 상관없이 동일한 밸런싱 에

너지 가격을 적용한다.

두 번째 방법인 이중가격제에서는 밸런싱 의무를 가진 당사들이

계통의 수급상황을 심화 또는 완화 여부에 따라 수급불균형 가격이

달라진다. 계통의 수급상황을 완화시킬 경우 통상적으로 수급불균

형 가격은 하루 전 시장 가격으로 결정된다. 반면에, 계통의 수급불

균형이 심화되었을 경우에는 별도의 벌과금이 추가된다.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 35

[그림 3-4] 유럽 국가별 풍력발전량 비중 및 밸런싱 의무

출처: EWEA(2015, p.5)

풍력발전사업자를 대상으로 동일한 밸런싱 의무를 부과하는 국

가는 네덜란드, 스웨덴, 영국 등이 있다. 이에 반해 밸런싱 의무를

모두 면제하는 국가는 프랑스, 아일랜드가 있다([그림 3-4] 참조).

는 이탈리아의 밸런싱 정산제도를 나타낸다. 발전사의

오차가 양일 경우, 계통의 수급불균형 방향과 동일하여 계통상황에

부정적 영향을 줬을 때에는 밸런싱 에너지 가격과 하루 전 시장가

격 중 가장 적은 값으로 정산 받는다. 반면에 계통의 수급불균형을

완화했을 경우에는 둘 중 최댓값으로 정산 받는다. 음의 오차일 경

36

우에는 전력계통의 불균형을 심화했을 경우 밸런싱 에너지 가격과

하루 전 시장가격 중 가장 큰 값으로 지불한다. 반면에 계통상황을

완화했을 경우에는 둘 중 최솟값으로 지불한다(EWEA, 2015).

구 분지역 임밸런스 방향

+ -

발전기

임밸런스

방향

+발전기는 Min(밸런싱 에너지가격, 하루 전 시장 가격)으로 정산 받음

발전기는 Max(밸런싱 에너지가격, 하루 전 시장 가격)으로 정산 받음

-발전기는 Min(밸런싱 에너지가격, 하루 전 시장 가격)으로 지불

발전기는 Max(밸런싱 에너지가격, 하루 전 시장 가격)으로 지불

이탈리아 밸런싱 정산제도

출처: EWEA(2015, p.9)

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 37

2. 전력계통 운영 및 풍력예측 시스템 고도화

가. 스페인 신재생에너지 운영 및 예측시스템8)

스페인의 계통운영자인 REE는 계통에서 안전도 저하를 방지하

고 신재생에너지의 이용을 극대화하기 위해 중앙 신재생에너지 운

영센터(Control Center of Renewable Energy: CECRE)를 운영하고

있다. CECRE는 신재생에너지의 운전 및 발전 예측 정보를 REE에

게 제공하며, 필요 시 지역 신재생 운영센터(Regional Control

Center: RESCC)에 제어 신호를 전달한다.

CECRE는 Generation Eolica Maxima Admisible en el

Sistema(GEMAS)를 통해 계통에 안정성 문제가 발생 시 이를 해결

을 목적으로 자동적인 풍력발전기의 출력 제한 결정과 운전 지령을

내린다.

RESCC(Regional Control Center)는 담당 지역 내에 신재생을 포

함한 모든 발전기를 대상으로 협조 제어와 감시 역할을 수행한다.

CECRE로부터 받은 최대 출력제한 지령을 15분 내에 수행하고 출

력제한으로 부터 5분 동안 10% 이상을 위반하는 풍력발전기를 탈

락시킨다.

[그림 3-5]는 중앙 신재생에너지 운영센터(CECRE), 지역 신재생

운영센터(RESCC), REE의 중앙전력관제센터(CECOEL)사이의 관

계를 나타낸다.

8) 본 소절은 한국전력거래소(2013)을 참조하였다.

38

[그림 3-5] 스페인 신재생에너지 운영 시스템

출처: 한국전력거래소(2013, p.19).

이와 더불어, 스페인은 2002년 풍력발전 예측 시스템, SIPRELICO

를 개발하여 급전 계획, 하루 전 시장에서 제약 분석, 예비력 부족

예상 시 발전기 투입 등 계통 운영에 활용하고 있다. 15분 단위로

48시간 뒤의 풍력발전 예측 정보를 제공한다. SIPRELICO는 풍력

발전 예측을 수행하기 위해 기상예측자료, 풍력발전기의 위치, 발

전 곡선(Power curve), 15분 평균 풍력발전량, 기존 풍력발전 출력

통계를 입력자료로 이용한다.

또한 풍력 발전기 또는 풍력발전 단지가 자체적으로 무효전력 제

어 설비를 갖추고 이를 제어하여 계통에 편익을 줄 경우 보너스를

제공하고 반대로 계통에 방해를 줄 경우에는 벌과금을 부여하고 있

다.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 39

나. ERCOT 풍력예측 및 경보 시스템9)

ERCOT은 풍력발전 예측시스템과 대규모 출력변동 경보 시스템

(ERCOT’s Large Ramp Alert System, ELRAS)을 운영하고 있다.

2008년부터 풍력발전 예측시스템을 계통 운영에 활용하기 시작

했다. AWS Truepower사는 0~168 시간 뒤 시간대별 풍력발전 예

측 정보를 전달한다. 개별 풍력발전기에 대한 발전량 예측 정보는

풍력발전사업자에게 제공하며, 총 풍력발전 예측량 정보는 공개한

다. [그림 3-6]은 ERCOT 단기 풍력발전 예측 시스템을 나타내고

있다.

[그림 3-6] 2014년 ERCOT의 단기 풍력 예측 모델

출처: ERCOT(2014, p.10)

9) 본 소절은 ERCOT(2014)를 참조하였다.

40

2008년에 ERCOT에서는 풍력발전기의 위치는 지리적으로 편중

되어 있고 기상의 변화가 심한 편으로 풍력발전의 출력 변동이 큰

다. 이에 따라 ERCOT는 대규모 출력변동 경보 시스템(ELRAS)를

운영하고 있다. ELRAS는 전체 시스템과 지역별로 6시간 뒤까지의

풍력발전 출력 변동 발생 가능성에 대한 정보를 제공하다. [그림

3-7]은 감발율 예측 시스템(ELRAS) 전개도를 나타낸다.

[그림 3-7] ERCOT의 풍력 감발률 예측 프로그램(ELRAS) 전개도

출처: ERCOT(2014, p.15)

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 41

3. 유연성 전원 확보 메커니즘

가. 비발전기 보조서비스 활용

1) 수요자원 활용

수요자원은 계통운영자의 지시에 따라 전력수요를 조절할 수 있

으므로 주파수조정과 예비력 제공과 같이 보조서비스 자원으로 활

용할 수 있다. 일반 발전기에 비해 경제적으로 우위를 지니며 기술적

으로도 신속히 부하 조절이 가능하다. 주요 선진국에서는 이러한 수

요자원의 특성을 주목하여 전력계통 유연성을 제고하기 위해 보조서

비스 시장에 수요자원의 참여를 점차적으로 확대하고 있다.

[그림 3-8] 미국 지역별 수요자원 용량(2014)

출처: GTM Research(2014), https://www.greentechmedia.com/research/report/u-s-

demand-response-market-outlook-2014#gs.q6na6vU(검색일 2017.12.25.)

42

미국의 총 수요자원 규모는 약 27.3GW로 추정된다([그림 3-8]

참조). 북미 전력시장 중 수요자원을 보조서비스로 활용하고 있는

대표적인 지역은 PJM, ERCOT, MISO를 들 수 있다. 이 중 PJM에

서 순동예비력(Synchronized Reserve Market)에 참여하는 수요자

원의 규모는 2016년, 23MW(비중 6.6%)로 전년대비 약 10배 증가

하였다(채재용 외, 2016).

구 분 예비력 응답시간 지속시간최소용량

(MW)

PJM

RegulationRegA: 5분

RegD: 실시간- 0.1

Synchronized Reserve 10분 최대 30분 0.1

Supplemental Reserve 30분 - 0.1

ERCOT

Regulation 실시간 - 0.1

Responsive Reserve 10분 - 0.1

Non-spinning Reserve 30분 - 0.1

MISO

Regulation 4초 내 60분 1

Spinning Reserve 10분 최소 60분 1

Supplemental Reserve 10분/ 30분 최소 60분 1 / 1

북미 수요자원 응답시간 및 최소용량

자료: 한국전력거래소(2017c)를 토대로 재구성

각 시장의 수요자원의 지속 및 응답시간과 최소 참여 용량은 과 같다. 여기서 응답시간은 수요자원이 감축 목표량을 달성하

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 43

는데 소요되는 시간을 뜻한다. 지속시간은 감축 목표 용량을 지속

하는 시간을 나타낸다. 북미에서 응답시간은 일반 발전자원과 동일

하게 규정되어 있는 반면에 지속시간은 일반적으로 규정화하지 않

고 수요관리사업자로부터 기술적 특성자료를 반영한다(전력거래소,

2017c).

유럽 국가 또한 신재생에너지 보급 확대에 따라 수요자원의 활용

을 확대하고 있다. [그림 3-9]는 유럽 국가의 수요자원 개발 현황을

나타낸다. 녹색 표시는 수요자원의 상업화 단계를 나타낸다. 해당

국가는 영국, 프랑스, 아일랜드, 프랑스, 네덜란드, 벨기에, 체코, 핀

란드이다(Coalition, SSED, 2017).

[그림 3-9] 유럽 지역별 수요자원 현황

출처: Coalition, SSED(2017, p.11)

44

유럽 주요 국가에서 수요자원 지속 및 응답시간과 최소 참여 용

량은 과 같다.

구분 예비력 응답시간 지속시간최소용량(MW)

독

일

Primary Control Reserve 30초 15분 1Secondary Control Reserve 5분 최소 15분 5

Tertiary Control Reserve 15분최소 15분 또는 60분 계약에 따라 상이

5

프

랑

스

Primary Control 30초 15분 1Secondary Control (자동) 15분 - 1Fast Reserve (수동) 13분 - 1Complementary Reserve 30분 - 10DR Call for Tender 2시간 - 10

영

국

Firm Frequency Response (Primary)

10초 이내 20초 10

Firm Frequency Response(Secondary)

30초 이내 30분 3

Frequency Control by Demand Management

2초 이내 30분 -

Short Term Operating Reserve 240분 이내 최대 120분 5

유럽 수요자원 응답시간 및 최소용량

자료: 한국전력거래소(2017c)를 토대로 재구성

2) ESS 활용

전력시장에서 보조서비스로 활용하기 위해 인센티브 제공과 참

여기준 완화를 통해 고성능 자원인 에너지저장장치(ESS)의 주파수

조정서비스 시장 참여를 유도하고 있다.

대표적인 사례로 PJM과 CAISO를 들 수 있다. PJM의 보조서비

스 시장은 일반 발전 대상 기존 주파수조정서비스(REG A)와 ESS

대상 동적 주파수조정서비스(REG D)로 구분하여 운영하고 있다.

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 45

정산단가는 REG A의 평균 시장가격은 25~30$/MWh인 반면에

REG D의 평균 시장가격은 35~40$/MWh로 고성능 자원에 인센티

브를 제공하고 있다. CAISO는 ESS의 주파수조정시장 참여 최소용

량을 1MW에서 500kW로 하향 조정하였다. 지속시간 또한 기존에

는 하루 전 및 실시간 시장에서 2시간이었던 지속시간을 각각 60

분, 30분으로 완화하였다(윤용호, 2015).

나. 유연성 자원 확보 의무화

1) 증감발 자원 확보

2016년 캘리포니아의 태양광 발전 용량은 약 8.6GW로 총 용량

에서 차지하는 비중은 10.9%이다([그림 3-10] 참조).

[그림 3-10] 2016년 캘리포니아 전원별 용량 및 발전량 구성

자료: California Energy Commission, http://www.energy.ca.gov/almanac/electric ity data/electric_generation_capacity.html(검색일: 2017.12.2.)

46

2016년 태양광 발전량은 약 17.2TWh로 총 발전량에서 8.7%를

차지하였다. 이는 2013년 태양광 발전량, 약 3.8TWh 대비 약 4.5

배 증가한 수치이다. 이러한 태양광 발전의 증가로 인하여 일출 시

간대는 순수요(Net load)가 감소하고 일몰시간대는 순수요가 증가

하는 오리 모양을 띈 덕커브(Duck curve)의 패턴이 일어나고 있다

([그림 3-11] 참조).

[그림 3-11] CAISO 연도별 Duck Curve

출처: California ISO(2014, p.6)

이러한 현상은 다음과 같은 전력계통 운영을 요구하게 된다. 일

출시간에서 일몰시간까지 태양광 발전이 증가하므로 공급이 수요

를 초과할 가능성이 높을 경우 타 발전기는 최소출력으로 유지하거

나 정지해야 한다. 특히 공휴일, 토, 일요일과 같은 특수일이나 봄

철 전력수요가 상대적으로 적으므로 신재생에너지 공급이 전력수

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 47

요를 초과할 확률이 높아진다. 일몰 후에는 태양광 발전이 대폭 감

소하므로 수급일치를 유지하고 정지 한 발전기를 재가동해야 한다.

이러한 여건에서는 정지 후 기동하는 데 소요시간이 짧은 가스터빈

발전기가 필요하게 된다.

캘리포니아 지역 담당 계통운영자 및 전력도매시장 운영자인

California Independent System Operator(CAISO)는 이에 대한 대책

으로 2016년 유연 응동 상품(Flexible ramping product)을 5분 및

15분 전력시장에 도입하였다. 해당 상품은 전력수요 또는 신재생에

너지 출력 예측 오차에 따른 불확실성에 대처하기 위해 추가적인

응동 용량을 제공한다. 계통운영자는 증감발 필요량을 확보하기 위

해 발전사에게 기동정지에 관한 의무 입찰을 실시하고 급전계획에

반영하며, 그에 따른 기회비용을 발전사업자에게 보상한다

(California ISO, 2015).

[그림 3-12] CAISO 유연성 확보량

출처: California ISO(2014, p.30)

48

유연성 용량 확보 의무량은 Base, Peak, Super Peak ramping으로

3가지 범주(Category)로 구분한다(California ISO, 2014). [그림

3-12]는 CAISO의 3가지 유연성 용량의 산정방식을 나타낸다. Base

ramping은 순수요에서 연속 3시간 동안 두 번째로 가장 큰 응동 요

구량(Ramping requirement) 수준으로 산정된다. Peak ramping의 용

량 요구수준은 연속 3시간 기준으로 순수요의 최대 응동요구량에서

두 번째 응동 요구량을 차감한 크기와 같다. Super peak ramping의

요구 용량은 최대 응동 요구량에서 5%에 해당한다. 은 3가

지 응동 상품의 세부 요구사항을 나타낸다.

구 분 Base ramping Peak ramping Super-peak ramping

입찰

의무시간오전5시~오후10시

정해진 시점

최소 5시간 이상정해진 시점

최소 5시간 이상

요구량유효용량 기준

최소 6시간유효용량 기준

최소 3시간유효용량 기준

최소 3시간

이용시간 매일 매일평일

(주말, 휴일 제외)

기동횟수 최소 2번 이상/일 최소 4번 이상/일 최소 1번 이상/일

CAISO Ramping product 세부사항

출처: 이재욱(2017, p.17)

제3장 선진국의 전력계통 유연성 강화 사례 49

3) ESS 이용 의무화

캘리포니아 공공 유틸리티 위원회(California Public Utilities

Commission, CPUC)는 2010년 법안 2514(Assembly bill, No.

2514)를 통과하여 ESS의 이용을 의무화 하였다. ESS의 보급은 ①

전력계통 최적화10), ②신재생에너지 통합, ③2050년까지 1990년

기준 80% 온실가스 감축의 목적을 가진다. 2014년 규칙 재정을 통

해 캘리포니아 3대 유틸리티사(Southern California Edison, Pacific

Gas and Electric, San Diego Gas & Electric)는 2020년까지 총

1,325MW의 ESS를 송배전망, 수용가에 설치 의무를 가진다. 3대

민자 발전사업자와 연도별 의무설치 용량은 와 같다.

전기판매사업자(Electric service provider)와 지역수요관리기업

(Community choice aggregators)는 2020년 해당 사업자가 담당하

는 최대부하의 1%에 해당하는 규모의 ESS를 확보해야 한다

(CPUC, 2013).

구 분 2014년 2016년 2018년 2020년 누적

Southern California Edison 90 120 160 210 580

Pacific Gas and Electric 90 120 160 210 580

San Diego Gas & Electric 20 30 45 70 165

합 계 200 270 365 490 1,325

캘리포니아 3대 발전사업자들 ESS 의무용량(MW)

출처: CPUC(2013, p.15)를 토대로 재구성

10) 계통 최적화 목적은 최대 전력수요 감소, 계통신뢰도 제고, 송배전망 업그레이드 투자 소요 감소를 포함한다.

제4장 전력계통 유연성 분석 51

제4장 전력계통 유연성 분석

1. 모형 개요

초기의 변동적 신재생에너지가 미치는 전력계통의 영향 연구는

주로 운영발전기의 최소 출력을 기준으로 변동적 신재생에너지 수

용한계를 파악하는 분석 방법과 주파수추종예비력으로 대비 가능

한 변동적 신재생에너지 수용한계 분석 방법이 사용되었다. 이러한

분석 방법들은 전기 대비 변화로 측정하는 변동성, 변동적 신재생

에너지의 출력제약(Curtailment), 운전 중인 발전기의 제공 가능한

증감발(Ramping) 공급 여력을 고려치 못한 한계가 있다.

최근의 연구는 변동적 신재생에너지의 출력 및 전력수요의 변화,

발전기의 증감발 능력을 종합적으로 고려할 수 있는 전력계통 유연

성(Power system flexibility) 분석 방법을 적용하고 있다.

Lannoye et al.(